1. 政策背景：為何蓄電池需要「ストレージ式運用」

日本電力系統正面臨結構性轉型壓力。隨著太陽能、風力等變動性再生能源大量導入，系統調整力的需求急速增加，而傳統火力機組的退出又使調整力供給日益緊張。在此背景下，蓄電池作為脱炭素調整力的核心資源，其在系統運用中的角色定位亟需制度化。

OCCTO在第105回委員會（2025年1月28日）提出的資料2，正是針對這一制度空白所做的系統性回應。文件的核心問題意識在於：蓄電池與揚水發電同屬「充放電雙向可能、需要kWh管理」的儲能資源，但揚水發電的池水位管理制度已相當完善，蓄電池卻缺乏對應的運用框架。

長期脱炭素電源オークション（2023年度）的落札結果更使此問題迫切化：蓄電池的落札量達1,092 MW（應札4,559 MW，落札率24%），預計2027年度起陸續開始供給力提供。這批新增蓄電池如何在余力活用契約框架下與TSO協調運用，成為制度設計的當務之急。

2. 「ストレージ式運用」的核心設計邏輯

「ストレージ式運用」的本質，是將TSO對儲能資源的掌握程度從「kW層級」提升至「kWh層級」。

在現行的余力活用契約框架下，調整力提供者（蓄電池業者）需事先向TSO提交各コマ（30分鐘時段）的余力範圍計畫——包括放電計畫值（発電計画）、放電上限/下限值，以及充電計畫值（需要計画）、充電上限/下限值。TSO在此余力範圍內依メリットオーダー（邊際成本排序）調度，但並不直接掌握蓄電池當前的SOC（充電狀態）。

ストレージ式運用的改革之處在於：TSO透過専用線オンライン即時取得蓄電池的發電出力（kW）與発電可能kWh（可放電量），從而能夠更精準地進行跨コマ的調度最適化。這與揚水發電的池水位（水位 = kWh類比）即時監控機制完全一致。

此一設計的制度意義可從三個層面理解。第一，調度精度的提升：TSO掌握即時kWh後，可避免因SOC不足導致的調整力落空，提升系統頻率調整的可靠性。第二，跨コマ最適化的可能性：TSO能夠在一日內統籌安排蓄電池的充放電序列，理論上可提升整體調整力效率。第三，次期中給系統（SCUC）的基礎建設：次期中給系統將導入SCUC（Security Constrained Unit Commitment），ストレージ式運用所建立的kWh即時監控基礎設施，正是SCUC實現的前提條件。

3. 適用條件：10MW門檻與専用線要件的實務意義

OCCTO的提案將ストレージ式運用的適用對象明確限定為以下三類：

蓄電池種別	容量要件	接続要件	適用判斷
長期脱炭素電源オークション落札	10MW以上	専用線オンライン接続	適用対象
容量市場メイン・追加オークション落札（安定電源）	10MW以上	専用線オンライン接続	適用対象
その他の蓄電池（上記以外）	10MW以上	専用線オンライン接続	個別協議

10MW門檻的設計邏輯：10MW是長期脱炭素電源オークションの設備容量要件（火力100MW以上に対し蓄電池10MW以上）であり、また容量市場における安定電源の期待容量要件（1,000kW以上）を大きく上回る水準である。OCCTOは、蓄電池1か所あたりのkWおよびkWhが揚水発電と比較して小さく、将来的に数が大きく増加すると見込まれることを指摘している。10MW門檻の設定は、「ストレージ式運用の実務・システム面の課題」と「調整力確保の必要性」の間のバランスを取った結果である。

専用線オンライン要件のコスト含意：専用線は一般送電事業者の中給システムと電源を直接接続する回線であり、伝送遅延が少なく信頼性が高い一方、施設のための期間が長く、コストが高い。相較之下，簡易指令システム（汎用通信回線）雖然建置成本低、施設期間短，但傳輸延遲較大、可靠性較低。ストレージ式運用の適用が専用線接続を前提とすることは、業者が相当の通信インフラコストを負担しなければならないことを意味する。

4. 余力活用契約の制約：業者が知るべき「認められない制約」

OCCTO文件第17頁明確列出余力活用契約において認められない制約，這對蓄電池業者的SOC管理策略設計至關重要：

Cレート制限：充放電電流大小的限制不得作為余力活用契約的免責條件，業者應將Cレート限制反映在応札容量中（即降低応札容量以確保安全運用）。

DoD（放電深度）制限：同樣不得作為免責條件，應反映在応札容量中。

満充電維持の制約：若業者要求維持滿充電狀態，但維持可能時間超過後TSO仍需放電，此制約不被認可。業者需設計能夠接受TSO在任意時間點指令放電的SOC管理策略。

サイクル数制限：原則上1日1サイクルを超える運用は行われないが、契約期間の総サイクル数を超えない範囲で一時的に1日1サイクルを超える場合もある。業者は電池劣化コストを考慮した上で、サイクル数制限を応札容量に適切に反映させる必要がある。

5. 対応スケジュールと業者への影響

項目	2023年度	2024-2026年度	2027年度	2028年度以降
長期脱炭素電源オークション	初回オークション	—	供給力提供開始	—
中給システム改修（現行）	—	システム改修	—	—
中給システム改修（次期）	開発着手済	システム改修（要件追加）	—	2020年代後半に1社目運開

最重要的風險點在於：次期中給システムの開発状況によっては、ストレージ式運用を一定期間適用できないことも考えられる。OCCTO明確表示，若次期中給系統開發延遲，將研討暫定対応措置。對業者而言，這意味著2027年度供給力提供開始時，ストレージ式運用的制度框架可能尚未完全就緒；業者需要同時準備「ストレージ式運用対応」與「現行余力活用契約框架継続」兩套運用方案；且専用線オンライン接続の工事期間（通常1〜2年）を考慮すると、2025年度中に接続工事を開始する必要がある。

6. 同時市場との関係：将来の制度的不確実性

文件第29頁引用了第12回同時市場の在り方等に関する検討会（2024年9月）的議論，指出大規模揚水・蓄電池については「積極的に同時市場において運用することを追求すべきではないか」という方向性が示されている。

同時市場（Simultaneous Market）是METI正在推進的次世代電力市場改革，旨在將調整力調達與電源運用最適化整合為一體。若同時市場導入，ストレージ式運用的制度框架本身可能需要重新設計。OCCTO文件的腳注明確指出：「調整力の調達及び電源運用の最適化を行う『同時市場』の導入検討も進めており、その検討の方向性によって将来のストレージ式運用自体が変わる可能性がある」。

7. 業者への実務的示唆

短期（2025-2026年度）：確認自身蓄電池是否符合ストレージ式運用の適用条件（10MW以上、専用線接続）；若符合，應立即啟動専用線接続工事的可行性評估，並與屬地TSO協議接続工程時程。

中期（2027年度前後）：準備ストレージ式運用対応のSOC管理システム，確保TSO能夠即時取得発電可能kWh資訊；同時設計符合「認められない制約」要件的応札容量計算方法，將Cレート、DoD、サイクル数等電池特性適切反映在応札容量中。

長期（2028年度以降）：持続的に関注同時市場の制度設計動向，評估ストレージ式運用框架在同時市場導入後的可能變化；並在財務模型中納入次期中給システム開発遅延的情境分析。

1. 政策背景：なぜ蓄電池に「ストレージ式運用」が必要か

日本の電力システムは構造的な転換圧力に直面している。太陽光・風力等の変動性再生可能エネルギーの大量導入に伴い、調整力需要が急速に増大する一方、従来の火力機組の退出により調整力供給が逼迫しつつある。こうした背景の下、脱炭素調整力の中核資源として期待される蓄電池の系統運用における役割定義が急務となっている。

OCCTOが第105回委員会（2025年1月28日）で提出した資料2は、この制度的空白を埋めるための体系的な回答である。文書の核心的問題意識は、蓄電池と揚水発電が「充放電双方向可能かつkWh管理が必要」という共通の特性を持つにもかかわらず、揚水発電の池水位管理制度は整備済みである一方、蓄電池には対応する運用フレームワークが存在しないという点にある。

長期脱炭素電源オークション（2023年度）の落札結果がこの問題をさらに切迫させた。蓄電池の落札量は1,092 MW（応札4,559 MW、落札率24%）に達し、2027年度以降に順次供給力提供が開始される見込みである。この新規蓄電池群が余力活用契約の枠組みの下でTSOとどのように協調運用されるかが、制度設計の喫緊の課題となっている。

2. 「ストレージ式運用」の核心設計ロジック

「ストレージ式運用」の本質は、TSOの蓄電資源に対する把握レベルを「kWレベル」から「kWhレベル」へと引き上げることにある。

現行の余力活用契約の枠組みでは、調整力提供者（蓄電池事業者）は各コマ（30分時間帯）の余力範囲計画——発電計画値・放電の上限・下限値、および需要計画値・充電の上限・下限値——をTSOに事前提出する。TSOはこの余力範囲内でメリットオーダーに従って調整力を稼働させるが、蓄電池の現在のSOCを直接把握することはない。

ストレージ式運用の改革点は、TSOが専用線オンラインを通じて蓄電池の発電出力（kW）と発電可能kWh（放電可能量）をリアルタイムで取得することにある。これにより、揚水発電の池水位のリアルタイム監視と同等の制度的基盤が整備される。

この設計の制度的意義は三つの側面から理解できる。第一に、調整精度の向上：TSOがリアルタイムのkWhを把握することで、SOC不足による調整力の不履行を回避し、系統周波数調整の信頼性を高めることができる。第二に、コマ間最適化の可能性：TSOは一日を通じた蓄電池の充放電シーケンスを統括的に管理し、調整力効率を向上させることが理論的に可能となる。第三に、次期中給システム（SCUC）の基盤整備：次期中給システムにはSCUCが導入される予定であり、ストレージ式運用が構築するkWhリアルタイム監視インフラは、SCUCの実現に不可欠な前提条件である。

3. 適用条件：10MW要件と専用線条件の実務的意味

OCCTOの提案は、ストレージ式運用の適用対象を以下の三類に明確に限定している。

蓄電池の種別	容量要件	接続要件	適用判断
長期脱炭素電源オークション落札	10MW以上	専用線オンライン接続	適用対象
容量市場メイン・追加オークション落札（安定電源）	10MW以上	専用線オンライン接続	適用対象
その他の蓄電池（上記以外）	10MW以上	専用線オンライン接続	個別協議

10MW要件の設計論理：10MWは長期脱炭素電源オークションの設備容量要件（火力100MW以上に対し蓄電池10MW以上）であり、容量市場における安定電源の期待容量要件（1,000kW以上）を大きく上回る水準である。OCCTOは、蓄電池1か所あたりのkWおよびkWhが揚水発電と比較して小さく、将来的に数が大きく増加すると見込まれることを指摘している。

専用線オンライン要件のコスト含意：専用線は一般送配電事業者の中給システムと電源を直接接続する回線であり、伝送遅延が少なく信頼性が高い反面、施設のための期間が長く、コストが高い。ストレージ式運用の適用が専用線接続を前提とすることは、事業者が相当の通信インフラコストを負担しなければならないことを意味する。

4. 余力活用契約の制約：事業者が知るべき「認められない制約」

OCCTO文書第17頁は、余力活用契約において認められない制約を明示しており、これは蓄電池事業者のSOC管理戦略設計において極めて重要な情報である。

Cレート制限：充放電電流の大きさの制限は余力活用契約の免責条件として認められない。事業者はCレート制限を応札容量に反映させることが求められる。

DoD（放電深度）制限：同様に免責条件として認められない。応札容量に反映させることが求められる。

満充電維持の制約：事業者が満充電状態の維持を要求する場合でも、維持可能時間超過後にTSOが放電を必要とする場面が発生する。この制約は認められない。事業者は、TSOが任意の時点で放電指令を発出できるSOC管理戦略を設計する必要がある。

サイクル数制限：原則として1日1サイクルを超える運用は行われないが、契約期間の総サイクル数を超えない範囲で一時的に1日1サイクルを超える場合もある。事業者は電池劣化コストを考慮した上で、サイクル数制限を応札容量に適切に反映させる必要がある。

5. 対応スケジュールと事業者への影響

最も重要なリスクポイントは、次期中給システムの開発状況によっては、ストレージ式運用を一定期間適用できないことも考えられるという点である。OCCTOは、次期中給システムの開発が遅延した場合、TSOと連携して暫定対応を検討する方針を明示している。

事業者にとって、これは以下を意味する。2027年度の供給力提供開始時点で、ストレージ式運用の制度的枠組みが完全には整備されていない可能性がある。事業者は「ストレージ式運用対応」と「現行余力活用契約枠組みの継続」の両方の運用シナリオを準備する必要がある。専用線オンライン接続の工事期間（通常1〜2年）を考慮すると、2025年度中に接続工事を開始する必要がある。

6. 同時市場との関係：将来の制度的不確実性

文書第29頁は、第12回同時市場の在り方等に関する検討会（2024年9月）の議論を引用し、大規模揚水・蓄電池については「積極的に同時市場において運用することを追求すべきではないか」という方向性が示されていることを指摘している。

同時市場（Simultaneous Market）はMETIが推進する次世代電力市場改革であり、調整力調達と電源運用最適化を一体化することを目指している。OCCTO文書の脚注は明確に指摘している：「調整力の調達及び電源運用の最適化を行う『同時市場』の導入検討も進めており、その検討の方向性によって将来のストレージ式運用自体が変わる可能性がある」。これは、事業者が長期投資計画を策定する際に必ず考慮すべき制度的不確実性である。

7. 事業者への実務的示唆

短期（2025〜2026年度）：自社蓄電池がストレージ式運用の適用条件（10MW以上、専用線接続）を満たすか確認する。満たす場合は、専用線接続工事の実現可能性評価を直ちに開始し、属地TSOと接続工事スケジュールについて協議する。

中期（2027年度前後）：TSOがリアルタイムで発電可能kWhを取得できるSOC管理システムを整備する。また、「認められない制約」の要件に適合した応札容量算定方法を設計し、Cレート・DoD・サイクル数等の電池特性を応札容量に適切に反映させる。

長期（2028年度以降）：同時市場の制度設計動向を継続的にモニタリングし、同時市場導入後のストレージ式運用フレームワークの変化を評価する。また、財務モデルに次期中給システム開発遅延のシナリオ分析を組み込む。

1. Policy Background: Why BESS Needs "Storage-Type Operation"

Japan's power system faces structural transformation pressures. As variable renewable energy—solar and wind—expands rapidly, demand for adjustment capacity has surged, while the retirement of conventional thermal units has tightened supply. Against this backdrop, BESS has emerged as a critical decarbonized adjustment resource, making its institutional role in system operations an urgent priority for formalization.

OCCTO's document submitted at the 105th Committee (January 28, 2025) represents a systematic response to this institutional gap. The core problem is that BESS and pumped hydro share the same fundamental characteristic—bidirectional charge/discharge capability requiring kWh management—yet pumped hydro has a well-established reservoir level management framework while BESS lacks an equivalent operational framework.

The Long-Term Decarbonization Power Source Auction (FY2023) results made this problem acute: BESS secured 1,092 MW of capacity (out of 4,559 MW bid, a 24% award rate), with supply provision scheduled to begin in FY2027. How this new BESS fleet will coordinate with TSO under the surplus utilization contract framework has become a pressing institutional design challenge.

2. Core Design Logic of "Storage-Type Operation"

The essence of "Storage-Type Operation" is elevating TSO's visibility of storage resources from the "kW level" to the "kWh level."

Under the current surplus utilization contract framework, adjustment capacity providers must submit advance plans for each 30-minute slot—including discharge schedule values (upper/lower limits) and charge schedule values (upper/lower limits). TSO dispatches within these surplus ranges according to merit order, but does not directly monitor the BESS's current state of charge (SOC).

The reform introduced by Storage-Type Operation is that TSO obtains real-time data on BESS power output (kW) and available discharge kWh via dedicated online lines. This mirrors the real-time reservoir level monitoring for pumped hydro.

The institutional significance of this design can be understood from three perspectives. First, improved dispatch precision: With real-time kWh visibility, TSO can avoid adjustment capacity failures caused by insufficient SOC, enhancing the reliability of system frequency regulation. Second, cross-slot optimization potential: TSO can coordinate BESS charge/discharge sequences across an entire day, improving overall adjustment capacity efficiency. Third, infrastructure for the Next-Generation Central Dispatch System (SCUC): The next-generation system will introduce SCUC, and the real-time kWh monitoring infrastructure established by Storage-Type Operation is a prerequisite for SCUC implementation.

3. Eligibility Criteria: Practical Implications of the 10MW Threshold and Dedicated Line Requirement

BESS Category	Capacity Requirement	Connection Requirement	Applicability
Long-Term Decarbonization Auction winners	10 MW or more	Dedicated online line	Applicable
Capacity Market main/additional auction winners (stable power source)	10 MW or more	Dedicated online line	Applicable
Other BESS (not in above categories)	10 MW or more	Dedicated online line	Individual negotiation

Design logic of the 10 MW threshold: 10 MW corresponds to the equipment capacity requirement in the Long-Term Decarbonization Power Source Auction (10 MW or more for BESS, versus 100 MW or more for thermal), and significantly exceeds the expected capacity requirement for stable power sources in the Capacity Market (1,000 kW or more). OCCTO notes that while individual BESS units have smaller kW and kWh capacity than pumped hydro, their numbers are expected to grow substantially.

Cost implications of the dedicated line requirement: Dedicated lines directly connect the TSO's central dispatch system to the power source, offering low transmission latency and high reliability, but requiring long installation periods and high costs. The requirement for dedicated line connectivity as a prerequisite for Storage-Type Operation means operators must bear substantial communication infrastructure costs.

4. Surplus Utilization Contract Constraints: What Operators Must Know

Page 17 of the OCCTO document explicitly lists constraints that are not permitted under surplus utilization contracts—critical information for BESS operators designing SOC management strategies.

C-rate limitations: Restrictions on charge/discharge current magnitude are not permitted as exemption conditions. Operators must reflect C-rate limitations in their bid capacity.

Depth of Discharge (DoD) limitations: Similarly not permitted as exemption conditions. Must be reflected in bid capacity.

Full charge maintenance constraints: Even if operators require maintaining full charge, situations will arise where TSO needs to discharge after the maintainable period expires. This constraint is not permitted. Operators must design SOC management strategies that accommodate TSO discharge commands at any time.

Cycle count limitations: In principle, operations exceeding one cycle per day are not conducted, though temporary exceptions may occur within the total cycle count limit for the contract period. Operators must appropriately reflect cycle count limitations in bid capacity, considering battery degradation costs.

5. Implementation Timeline and Operator Impact

The most critical risk point is that depending on the development status of the next-generation central dispatch system, Storage-Type Operation may not be applicable for a certain period. OCCTO has explicitly stated that if next-generation system development is delayed, it will work with TSO to consider interim measures.

For operators, this means: at the FY2027 supply provision start, the Storage-Type Operation institutional framework may not be fully in place; operators must prepare both "Storage-Type Operation compatible" and "continuation of current surplus utilization contract framework" operational scenarios; and given typical dedicated line installation periods (1-2 years), operators need to initiate connection work during FY2025.

6. Relationship with the Simultaneous Market: Future Institutional Uncertainty

Page 29 of the document cites discussions from the 12th Study Group on the Future of Simultaneous Markets (September 2024), noting that for large-scale pumped hydro and BESS, "it should be pursued to actively operate them within the simultaneous market."

The Simultaneous Market is a next-generation power market reform being advanced by METI, aiming to integrate adjustment capacity procurement with power source operation optimization. The OCCTO document's footnote explicitly states: "The introduction of a 'simultaneous market' for optimizing adjustment capacity procurement and power source operation is also being studied, and depending on the direction of those discussions, the future of Storage-Type Operation itself may change." This is an institutional uncertainty that operators must factor into long-term investment planning.

7. Practical Recommendations for Operators

Short-term (FY2025-2026): Confirm whether your BESS meets Storage-Type Operation eligibility criteria (10 MW or more, dedicated line connection). If eligible, immediately begin feasibility assessment for dedicated line connection work and negotiate installation schedules with the local TSO.

Medium-term (around FY2027): Develop SOC management systems that enable TSO to obtain real-time available discharge kWh data. Design bid capacity calculation methods that comply with "not permitted constraint" requirements, appropriately reflecting C-rate, DoD, cycle count, and other battery characteristics in bid capacity.

Long-term (FY2028 and beyond): Continuously monitor developments in Simultaneous Market institutional design and assess potential changes to the Storage-Type Operation framework after Simultaneous Market introduction. Incorporate next-generation central dispatch system development delay scenarios into financial models.